Las diferencias en la estructura de poros y fracturas en los reservorios de carbón profundos y superficiales tienen un gran impacto en la explotación del gas de carbón. Los estudios que abordan estas diferencias estructurales pueden proporcionar una base teórica para explorar las características físicas y encontrar áreas favorables para la exploración y desarrollo del gas de carbón. Se utilizaron muestras de roca de carbón de reservorios profundos y superficiales de la cuenca de Junggar como objeto de estudio, realizando pruebas con microscopía electrónica de barrido, adsorción de nitrógeno a baja temperatura, intrusión de mercurio a alta presión y escaneo por tomografía computarizada (CT). Los resultados muestran una disminución gradual de la permeabilidad, el volumen total de poros y la frecuencia de distribución de microporos y macroporos de las muestras superficiales a las profundas. Las muestras superficiales presentan un buen desarrollo de poros y fracturas, valores fractales bajos en las etapas de poros medios y grandes, alta homogeneidad en el desarrollo de poros, con poros grandes y microfracturas interconectados; las muestras profundas muestran un desarrollo relativamente aislado de poros y fracturas, con una situación compleja en las etapas de poros medios y grandes, y los poros y fracturas están frecuentemente rellenados por minerales. Mediante el algoritmo de la bola máxima se construyó un modelo de red de poros de las muestras, aclarando las reglas de distribución, forma y estructura de poros y fracturas conectados en el espacio tridimensional, y se realizó un análisis estadístico de parámetros estructurales como poros equivalentes, garganta de poro y conectividad. Se encontró que las muestras superficiales tienen mejor porosidad conectada y porosidad total que las profundas, mayor cantidad de poros y fracturas, ventaja en la escala de microfracturas, canales cortos con gran radio de garganta, desarrollo denso, alto número de coordinación y buena conectividad, lo que favorece el flujo de gas en el reservorio. Los resultados proporcionan datos experimentales para apoyar el uso de tecnologías adaptativas en el desarrollo del gas de carbón profundo y superficial en la cuenca de Junggar, con cierta orientación para el desarrollo in situ.

Cuenca de Junggar; gas de carbón profundo; características de poros; características físicas; tomografía computarizada (CT)